高压气井油套环空带压管理技术

高压气井的井筒环空带压产生的问题日益突出,成为开发过程中影响安全生产的重大隐患。调研国内外高压气井环空带压现状,分析了环空带压产生的原因,结合API和NORSOK标准,通过环空压力检测、控制最大允许井口压力(MAWOP)、卸压和升压测试,建立了高压气井环空带压管理方案,提出了用环空压力控制系统管理持续环空压力(SCP)的高压气井,为环空带压的高压气井安全生产提供了借鉴。     

海上平台井筒环空压力管理程序

环空带压是目前大部分海上气井所面临的问题。因此,准确、及时地获取井筒环空压力数据,对于海上生产设施防压过程中的风险监测预警至关重要。本文制定了一套环空压力管理程序,根据API RP90和NORSOKD-010两个标准,将套管环空进行划分,对不同的环空制定相应的监测频率和监测流程,建立井筒压力数据监测系统,实时绘制压力曲线,生成监测报告,并根据泄压、升压测试,以控制生产作业时的安全风险。     

带封隔器气井套压允许值计算浅谈

带有封隔器的气井套管环空出现带压情况,压力过高将给气井生产带来安全隐患。为研究此类气井套压最大允许值的通用计算方法,针对此类气井井身结构,模拟井筒压力分布情况,判断井筒压力危险点,计算带压允许值,为气井生产管理提供科学依据。     

DN—A、DN—B井生产阶段环空压力诊断分析

迪那气田属高温、超高压凝析气藏,在开发生产过程中,部分单井,如DN—A、DN—B井,典型地表现出生产套压和技术套压异常的现象,这严重影响着这些井的安全正常生产。当前国内外还没有形成一套针对高温高压气井环空压力诊断分析的方法。结合塔里木油田实际情况,首先分析压力来源并结合API—RP90标准计算各环空的最大许可工作压力;其次密切关注生产动态,及时发现生产出现异常的情况;三是现场通过环空放压手段,结合放出物质的各种性质分析井下管柱的完整性,同时排查井口设备安全隐患,最终得出气井套压出现异常的原因。     

油气藏型地下储气库注采井环空带压初步研究

地下储气库的运行方式相对于气田比较特殊,采取注气、采气周期性交替运行的生产方式,钻完井采取四层套管,分别为油套环空、油技套、技技套和表技套,通过几个注采周期的运行下,储气库注采井出现套管环空带压的情况,跟踪分析2015年环空压力变化情况,环空取气样分析,深入研究带压原因及建议措施。     

带压完井作业过程中的井筒封堵技术研究与应用

常规完井投产作业储层污染严重,完井作业后产量下降,影响气井稳产。为了有效保护储层,发挥气井产能,优选带压作业方式完井。完井作业前,需要采用一定的技术方法封堵井筒内的高压流体。针对高压气井,安全有效的封堵井筒是成功实现带压作业的关键。常规生产气井井筒内有生产管柱,带压作业前通过钢丝作业下入堵塞器,能够实现对井筒的安全封堵。但是目前大规模压裂气井多采用套管生产,钢丝作业封堵井筒风险高、难度大。本文针对深层高压气井带压完井作业过程中的套管、油管封堵工艺进行了论证研究。     

海上高温高压气田完井投产关键技术

随着海上石油天然气勘探开发的不断深入,高温高压等复杂天然气藏的勘探开发随之增加,而高温高压气井在投产过程中出现的环空带压、完井管柱失效等问题,对气井的安全生产提出了严峻的挑战。通过对水合物、油嘴冲蚀、井口抬升和环空压力管理等方面进行研究,形成了一套适应于海上高温高压气田完井投产关键技术。该技术在东方高温高压气田中成功应用,已投产21口高温高压气井生产情况良好,无环空压力异常情况,为类似海上高温高压气田投产提供借鉴。     

储气库注采井环空带压分析

储气库注采井的安全性高于气井。随着注采运行,部分注采井出现了不同程度的环空带压问题。结合现场实际,以储气库注采井为研究对象,分析生产时间内环空带压井油压、套压情况。根据套压随油压的变化趋势、套压值大小、泄压后套压恢复时间的不同,对储气库油套起压井、技套起压井进行分类。根据曲线特征,分析储气库注采井环空带压原因。根据力学方法,计算环空最大许可压力,为保证气井井筒完整性与指导气库运行提供技术支撑。     

深水油气井环空带压套管设计研究

本文针对某地区高温高压深水井的测试阶段,套管在井筒的环空带压作用下出现的破坏、损毁状况进行分析,利用预测井筒的环空压力建模,设计深水井环空带压套管,结合地层、套管、油管、海水传热效应等因素,进行预测井筒环空压力建模,继而设计套管强度。对生产作业中促进环空带压影响因素缓解及减少的有效措施和特点进行综合分析,通过在某深水井套管的设计中实际应用,发现环空压力的计算结果均存在10%以内的相对误差,为该区域内的深水油气勘探开发提供参考资料。     

油气井环空压力来源诊断研究进展

随着石油和天然气的勘探开发,在役油气井环空陆续有压力产生,环空带压问题越发严重。为此,统计分析了国内外部分油气井的环空起压情况,环空压力来源广泛,大体可分为热效应、气体窜流及人工作业诱发3个方面。归纳并总结了现有的环空压力诊断方法,结合国内某储气库井的实测数据,分析了其环空压力的可能来源。从安全性、适用性、经济性及可靠性等角度对现有诊断方法进行了对比,提出了综合来源初判、漏点定位与泄漏程度分析3部分内容的油气井环空压力诊断建议,为环空压力的有效预防与科学管理提供一定参考。     

深水气井井口抬升计算分析

深水气井在测试、生产过程中,由于气体将井底热量携带至井口,容易出现井口抬升现象,并导致井口装置密封失效,对井筒完整性和作业生产安全带来较大安全隐患。针对深水气井井口抬升风险,考虑套管热应力、环空带压、水泥环摩擦阻力等因素,建立了井口抬升计算模型,实现对井筒温度分布模型预估及井口抬升高度预测。     

高温高压井多级环空压力增量的改进算法

在海底高温高压井流体热膨胀导致的压力增加直接危及井的安全。传统的井身设计对于海底高温高压井不再安全,因此了解环空压力增量带来的危害并提供解决办法是很有必要的。考虑到不同环空的相互作用及压力改变,在多级套管中建立环空压力增量的计算模型,该模型扩展了现有模型的应用范围。由于热膨胀和压缩系数对温度的依赖性,采用温度增量改进的计算方法,来提高环空压力增加计算的精确度。研究结果表明,环空压力增量随温度范围和温度变化条件的不同而不同,并且高温域大于低温域环空压力增量值,依照传统设计环空压力增量引起套管负荷上升,甚至超过套管的额定负荷。研究方法应用于海底高温高压井,当环空压力升高时可以发现传统套管设计的潜在危害,并优化套管设计以应对问题,而且推荐了环空压力增量的缓解措施,确保海上高温高压井的完整性,本文研究提供了合理的计算途径和缓解压力升高的措施。     

精细控压钻井在辽河油田的试验与应用

控制压力钻井是一种用于精确控制整个井眼环空压力剖面的自适应钻井过程,其目的是确定井下压力环境界限,并以此控制井眼环空液柱压力剖面。辽河油田的XG7-H1井为一口注气井。本井自四开3730m开始全过程以1.03g/cm3低密度无固相钻井液控压欠平衡钻进,完井期间依然采用该密度钻井液,降低了井底压力,实现了全程零漏失、零复杂,有效的保护和发现油气产层,为后期注气开采奠定了良好基础,取得了较好的应用效果。该井的顺利完钻标志着精细控压钻井技术首次在辽河油田应用成功。     

封隔式尾管悬挂器固井技术在Yagyi-1井中的研究和应用

窄地层压力窗口气井,具有地质结构复杂,地层承压能力低,漏失严重,而气层活跃,气侵上窜速度快的特点。井内液柱压力略低,发生气侵溢流;动液柱压力略高,井下便发生漏失。井漏严重或处理不当时,有导致井涌,甚至井喷的危险,容易形成又喷又漏的复杂井下状况。这类窄地层压力窗口气井的尾管固井施工作业,风险大、难度高,受井下条件制约,施工排量低,替净、压稳、防窜、防漏及保证封固质量的技术措施受到限制,固井施工中的井下漏失,水泥浆不仅污染油气层,还易引发严重气窜、井喷事故;候凝期间的水泥浆胶凝失重,当量密度降低,压力失衡,地层气体会大量侵入环空,运移上窜,形成油气通道,固井失败。固井在缅甸窄地层压力窗口气井中,采用封隔式尾管悬挂器,结合膨胀型、防漏、防窜、双凝水泥浆体系,及超缓凝先导隔离水泥浆,较好的解决了窄地层压力窗口高压气井尾管固井的防漏、防窜、压稳、替净的固井技术难题,取得了较好固井质量。     

不压井作业技术在气井维护中的应用

气井井口主控阀或表层套管发生漏气,将给气井安全生产带来隐患。文章介绍了采用不压井作业方式更换井口主控阀及封堵表层套管漏气的技术。该技术操作简单,无需压井,对气井产层不会造成污染,施工费用低。两年来,采气矿应用不压井技术更换井口主控阀及封堵表层套管漏点,取得了理想的效果。     

川西地区欠平衡钻井提速井身结构研究

与采用泥浆钻井相比,欠平衡钻井井筒内流体产生的压力相对较低(特别是气体钻井),一旦出现高压产层,气体在井筒内运移更快,并有可能在井口附近产生瞬时高压,这就要求开展适合于高压高产气井欠平衡钻井的井身结构研究,确保欠平衡钻井安全实施。文单针对提高川西地区钻井机械钻速的问题,在川西地区的地层压力系统和地层特点研究的基础上,制定了欠平衡钻井井身结构设计的原则,并通过钻头程序和套管程序优化,确定了川西地区高压高产气井欠平衡钻井的井身结构,并经过现场验证,取得了良好的经济效益和社会效益。     

水平井带压穿心打捞连续油管技术的应用

为解决水平井连续油管钻磨桥塞卡钻打捞困难的问题,借鉴电缆穿心打捞的方法和带压作业的优点,研究带压穿心打捞连续油管施工工艺,利用带压作业防喷器密封穿心管和套管环空,研究制作旋转密封装置,实现穿心管和连续油管环空封闭。通过带压穿心打捞连续油管实践应用,在井筒内连续油管完整的情况下成功解卡,避免了连续油管拉断打捞工作复杂化,同时又保护了高产井原始地层压力,确保投产后产能不受影响。     

超深高温高压气井连续油管钻磨疏通管柱工艺研究与应用实例

塔里木油田库车山前高压气井属于典型的超深高温高压气井,部分气井在生产过程中出现出砂、管柱结垢等情况,造成生产管柱堵塞,严重影响产能,部分井被迫关井停产。为探索解决超深高温高压气井生产管柱堵塞、产能恢复的技术难题,决定开展连续油管钻磨疏通管柱工艺技术试验。针对高压气井井况,先在理论上对耐高温低摩阻无固相冲砂液、井控装备、地面配套装备、冲砂工艺及工艺风险等进行研究、配套和评估,后在5口井开展现场试验。连续油管在4-1/2″及3-1/2″生产管柱内顺利完成管柱疏通作业任务,使气井恢复了正常生产。单井平均作业深度超6 000 m,平均井底温度超140℃,平均疏通作业时间4天,最高井口带压60 MPa。通过现场应用,形成了一套包括节流控压系统、除砂滤砂系统、应急压井系统、供液系统、耐高温低摩阻冲砂液、高压连续油管设备等在内的超深高温高压气井连续油管钻磨疏通管柱配套工艺技术。     

川渝地区固井顶替效率影响因素分析

固井顶替效率是影响固井质量的重要因素,已有的研究成果主要基于两相流,对川渝地区高压气井的适应性需要进一步验证。基于此,采用固井顶替模拟软件,分析套管居中度、环空返速、钻井液动切力、前置液浆柱结构4种主要因素对顶替效率的影响。结果表明:为保证95%以上的固井顶替效率,套管平均居中度不应低于60%;套管居中度为50%时,环空返速不应低于1.2 m·s~(-1),套管居中度为60%时,环空返速不应低于1.0 m·s~(-1);钻井液动切力不应超过8 Pa;采用冲洗型隔离液+后冲洗液的前置液浆柱结构有利于提高顶替效率,有助于改善界面冲刷效果。     

顺北5号条带志留系环空有效当量密度计算及排量优选

计算环空压力主要考虑钻井液液柱压力、环空岩屑及环空压耗对井底压力的影响,通过公式建模,吸收大量的数据计算有效的环空钻井液当量密度,进行统计分析,对钻进期间排量进行优选,优化防漏措施。